Способ локализации остаточных запасов на основе комплексной диагностики и адаптации ГГДМ Российский патент 2021 года по МПК E21B47/10 

Техническое решение направлено на определение (выявление) степени выработанности пластов нефтяных месторождений за счет выявления застойных (не охваченных процессами фильтрации) зон локализации остаточных запасов нефти.

Совершенствование методов определения расположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов, а также разработка технологий по вовлечению данных зон в эффективную разработку является одной из самых актуальнейших задач разработки нефтяных месторождений.

Скважины условно классифицируются на две группы пропластков:

- обводняющиеся по мере движения фронта обводнения от скважин нагнетательного фонда к добывающим скважинам;

- обводняющиеся вследствие перетоков между пропластками.

Разработана комплексная технология, направленная на локализацию зон остаточных запасов и ее до изучение на основе секторной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ), с целью вовлечения запасов и повышения добычи углеводородного сырья.

Комплексная технология включает в себя анализ истории разработки месторождения для выделения перспективных объектов и формирования программ дополнительных исследований. После чего создается трехмерная геолого-гидродинамическая модель месторождения и калибруется на полученные результаты исследований. Далее возможна отработка различных геолого-технологических мероприятий на объекте и выбор наиболее перспективных методов для рентабельного извлечения запасов.

Заявленный способ реализован на известных программных продуктах для построения карт остаточных запасов на основании истории разработки и геолого-гидродинамической модели, при этом учитывается реальное направление движения фильтрационных потоков.

Известен способ и система выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков жидкости по патенту РФ № 2724730 (дата приоритета: 25.06.2020, дата публикации: 25.06.2020, МПК: E21B 47/10, G06F 30/20). Способ включает исследование скважин выбранного месторождения на выявление с учетом статистических исследований скважин с подозрением наличия заколонных перетоков, в которых проводят промысловые геофизические исследования для выявления заколонных перетоков жидкости. В исследуемые скважины включают и нагнетательные скважины, а статистические исследования проводят на основе анализа соответствия статистических зависимостей приемистости от проницаемости для выбранного месторождения показателям добывающих и нагнетательных скважин. В скважинах с отклонением выбранных показателей выше допустимой погрешности, определяемой эмпирическим путем для каждого месторождения, проводят нагнетание воды с давлением от нуля до давления насыщения, но не выше давления разрыва данного пласта, определяя зависимость объемов закачки от давления закачки с последующим сопоставлением участка насыщения со статистически усредненным аналогичным типовым показателем зависимостей для выбранного месторождения на выявление скважин с подозрением наличия заколонных перетоков, имеющим недопустимые отклонения от кривизны типовых показателей зависимостей. Общим признаком является наличие метрики анализа обводненности.

Недостатком данного способа и системы является недостаточная точность определения заколонных перетоков, при этом не обеспечивается возможность выявления локализации запасов нефти.

Известен способ и система построения геолого-гидродинамических моделей неоднородных пластов по патенту РФ № 2656303 (дата приоритета: 06.03.2017, дата публикации: 04.06.2018, МПК: G06T 17/05, G01V 9/00). Способ построения геолого-гидродинамических моделей неоднородных пластов включает изучение кернового материала с выделением литотипов пород и обоснованием значений их фильтрационно-емкостных и геомеханических свойств, построение детальной объемной геологической модели на основе стохастического пиксельного метода распределения параметров, построение гидродинамической модели с адаптацией параметров пласта на историю разработки залежи, многовариантные расчеты прогнозных показателей разработки залежи с выбором оптимального варианта разработки, при этом определяют статистическую вероятность распределения литотипов пород, которым присвоены характерные значения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, сжимаемости, содержания глинистых включений в породах-коллекторах и сообщаемости по разрезу залежи, для чего осуществляют построение локальных литологических разрезов на основе интерпретации материалов геофизических и керновых исследований с выявлением закономерности между геофизическими параметрами и литологическим составом пород. Общим признаком является построение геолого-гидродинамической модели.

Недостатком данного способа и системы является низкая точность выявления перетоков воды, недостаточность выявления локализации запасов.

Важным условием для повышения точности определения локализации запасов является точная диагностика и ограничение водопритоков в скважины.

«Полезная» вода – это вода, поступающая в скважину в объеме меньшем предельного, соответствующего критическому водонефтяному фактору (ВНФ). Т.е. это следствие неизбежного движения воды в пласте, добычи которой нельзя избежать, не потеряв запасы.

Добыча «полезной» воды имеет место при совместном течении нефти и воды в пористом скелете пласта. Присутствие воды в общем потоке обусловлено естественным перемешиванием жидкостей в пористой среде из-за извилистости поровых каналов, что приводит к росту ВНФ.

Еще один тип приемлемой добычи воды вызван схождением линий тока к стволу скважины. Например, в случае, если нагнетательная скважина подпитывает добывающую, то поток жидкости от нагнетательной скважины может быть представлен бесконечным количеством линий тока, самая короткая из которых соединяет нагнетательную и добывающую скважины по прямой, а самые длинные располагаются вдоль границ симметрии (нулевого перетока) между скважинами. Прорыв воды сначала происходит по кратчайшей линии тока, в то время как нефть продолжает поступать в скважину из более медленных (длинных) линий тока.

Данная вода также считается полезной, поскольку невозможно изолировать отдельные линии тока, одновременно продолжая эксплуатацию других.

При этом существует проблема добычи избыточной воды и неразработка остаточных локализованных запасов нефти. Причинами появления избыточной воды в скважине чаще всего является возникновение заколонных перетоков. Например, низкое качество цементного камня может привести к тому, что водоносные пласты оказываются соединенными с нефтяными.

Наличие таких каналов позволяет воде перетекать из заколонного пространства в затрубное пространство.

Техническим результатом заявленного способа является повышение точности определения локализованных запасов нефти на основании геолого-гидродинамической модели и ее адаптации с учетом дополнительных (промыслово-геофизических исследований) ПГИ и выявления заколонных перетоков в скважинах с использованием метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины.

Технический результат достигается за счет того, что способ локализации остаточных запасов включает:

- определение фонда скважин, расположенных на одном участке месторождения;

- формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих этот участок месторождения;

- на основании исходных геологических, топографических, геофизических данных формирование ячеистой геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) участка;

- формирование массива данных по показателям эксплуатации фонда скважин, включающий по меньшей мере дебит жидкости и обводненность каждой скважины;

- на основании массива данных по показателям эксплуатации скважин построение метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины;

- на основании анализа метрики зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта;

- проведение дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований для скважин с приобщением водонасыщенного пласта с определением профиля притока / приемистости и степени выработки пласта;

- уточнение характеристик ячеек геолого-гидродинамической модели участка, в которых расположены скважины с приобщением водонасыщенного пласта по результатам дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований;

- построение уточнённой геолого-гидродинамической модели участка;

- выявление в уточнённой геолого-гидродинамической модели перспективных зон концентрации остаточных запасов в зонах с непродуктивной добычей.

Таким образом, в результате реализации заявленного способа обеспечивается интегральный обзор геолого-физических данных выбранного участка, интегральный обзор данных по разработке выбранного участка, построение карт текущего состояния фонда скважин, составление паспортов скважин, включающий анализ прайм-метрики (метрики зависимости текущей обводненности от дебита жидкости), позволяющей по минимальному количеству данных определить условия возникновения приобщения водонасыщенного пласта, что напрямую влияет на возможность возникновения локализованных запасов нефти. При проведении дополнительных исследований (построение атласа ПГИ, ГДИ), построение уточненной ГГДМ (построение карт потенциальных отборов/закачки с учетом распределения с различными фильтрационно-емкостными свойствами) можно сделать обоснованный вывод и выделить зону (ячейку) с содержанием локализованных запасов нефти.

В качестве дополнительных исследований могут быть проведены исследования с помощью технологии мультискважинного ретроспективного тестирования (МРТ) и импульсно-кодового гидропрослушивания (ИКГ).

Поскважинные прайм-метрики являются более точными, т.к. более конкретно указывают на зону локализации запасов. При этом метрика зависимости текущей обводненности от дебита жидкости является более точной, чем метрика зависимости водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени. Однако суммарное использование метрик также повышает точность выявления локализованных запасов.

Построение ГГДМ осуществляется с использованием специализированного ПО, такого как tNavigator компании Rock Flow Dynamics, Petrel+Eclipse компании Schlumberger или IRAP+Tempest компании Roxar.

После проведения исследований и обнаружения локализованных участков залежи нефти могут проводить геолого-технические мероприятия (ГТМ) для повышения добычи в выявленных локализованных участках.

Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором обеспечивается формирование массива данных по показателям эксплуатации скважин, дополнительно включающий: забойное давление фонда скважин, приемистость и газовый фактор месторождения (пласта), на котором расположен фонд скважин; при этом на основании дополнительного массива данных по показателям эксплуатации скважин осуществляют построение дополнительных метрик анализа обводненности по зависимостям:

- текущей обводненности от накопленной обводненности месторождения

(пласта);

- текущей обводненности от расчетной водонасыщенности месторождения

(пласта);

- водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени для каждой

скважины фонда скважин;

причем на основании анализа всех метрик обеспечивается выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта.

Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором на основании показателей месторождения производится анализ:

- по зависимости текущей обводненности от накопленной обводненности месторождения (пласта) определяют ячейки ГГДМ со скважинами с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если фактические значения соотношения текущей обводненности к накопленной обводненности для скважин находятся выше предрассчитанной модельной кривой обводнения усредненной скважины фонда скважин при площадном заводнении;

- по зависимости текущей обводненности от расчетной водонасыщенности месторождения (пласта) определяют ячейки ГГДМ со скважинами с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если фактические значения соотношения текущей обводненности к водонасыщенности для скважин находятся выше (левее) предрассчитанной кривой фракционного потока, также называемая кривой Баклея- Леверетта;

- по зависимости водонефтяного фактора (ВНФ) и его производной от логарифма времени определяют скважины с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если наблюдается вертикализация (рост) кривой роста ВНФ и его производной в течение последнего года эксплуатации.

Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявляют скважины с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если хотя бы один анализируемый период по скважине показывает зависимость с коэффициентом линейной аппроксимации R2 > 0,2.

Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором, участок месторождения (пласта) включает от 20 до 60 скважин, при этом каждая ячейка ГГДМ включает по меньшей мере одну скважину, а деление проводится вдоль нагнетательных рядов.

Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором анализируемый период по скважине составляет от 3 до 8 месяцев, причем в этот период не проводились ГРП.

Технический результат достигается за счет того, что система локализации остаточных запасов включает по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа локализации остаточных запасов.

Также технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель содержит машиночитаемые инструкции способа локализации остаточных запасов, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.

Изобретение поясняется следующими фигурами.

Фиг. 1 – схематичное изображение скважины с непродуктивной добычей, т.е. с

ЗКЦ (заколонной циркуляции жидкости (воды)), где

1 – водонасыщенный пласт;

2 – целевой пласт, содержащий флюид (нефть и воду);

3 – скважина.

Фиг. 2 – схема текущих показаний по скважине 4345, на которой:

4 – обводненность, %;

5 – дебит жидкости, м³/сут.;

6 – дебит нефти, м³/сут.;

7 – выбранный для построения метрики (зависимость текущей обводненности от дебита жидкости) отрезок времени, не содержащий ГТМ на скважине.

Фиг. 3 – зависимость текущей обводненности от дебита жидкости в отрезок времени (7), на которой:

8 – линия тренда (линейной аппроксимации) зависимости текущей обводненности от дебита жидкости с коэффициентом аппроксимации 0,4534.

Фиг. 4, 6 – зависимости текущей обводненности от накопленной обводненности, где:

9 – фонд скважин, расположенных на участке месторождения (пласта);

10 – предрассчитанная модельная кривая обводнения усредненной скважины фонда скважин (при площадном заводнении);

11 – предрассчитанная модельная кривая обводнения усредненной скважины фонда скважин (при дипольном заводнении одной нагнетательной скважиной).

Фиг. 5 – зависимость текущей обводненности от расчетной водонасыщенности, где:

12 – кривая Баклея-Леверетта.

Фиг. 7 – зависимость ВНФ и его производной от логарифма времени для скважины 4345.

Фиг. 8 – ячеистая ГГДМ.

Фиг. 9 – уточненная ГГДМ, на которой красным цветом выделены зоны с максимальными остаточными запасами (зоны локализации остаточных запасов нефти).

Способ реализуется следующим образом.

На Вынгаяхинском месторождении ПАО «Газпром нефть» выделен фонд скважин, эксплуатирующих пласт 1БП11 (55 скважин) и ограниченных разрезающими нагнетательными рядами.

Далее формируется набор исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих участок этого месторождения, включая результаты промысловых исследований. И на основании исходных геологических, топографических, геофизических данных формируют ячеистую геолого-гидродинамическую модель (ГГДМ) (фиг. 8). Данные ячейки являются ячейками Вынгаяхинского месторождения, построенными по скважинам, которые когда-либо работали в качестве добывающих не менее 1 года или отобрали хотя бы 1000 м³ нефти.

Далее формируется массив данных по показателям эксплуатации скважин, включающий дебит жидкости и обводненность каждой скважины.

Для примера рассмотрим условную скважину 4345 на месторождении. По текущим данным разработки (фиг. 2) выделен участок 7 для анализа обводненности с помощью графика зависимости дебита жидкости и обводненности (фиг. 2). Выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта может осуществляться по обратной корреляции. На графике (фиг. 2) наблюдается обратная корреляция с коэффициентом аппроксимации (достоверности) R² = 0,45, что является признаком подключения (приобщения) к скважине водонасыщенного пласта 1 с более высоким давлением, чем в целевом пласте 2.

После установления скважины с приобщением водонасыщенного пласта (скважина 4345) на ней проводят дополнительные гидродинамические (ГДИ) и промыслово-геофизические исследования (ПГИ) с определением профиля притока / приемистости и степени выработки пласта.

Далее осуществляется уточнение характеристик ячеек геолого-гидродинамической модели участка по результатам исследования и осуществляется построение ГГДМ участка при помощи ПО, например, tNavigator, Petrel+Eclipse или IRAP+Tempest.

После проведения исследований и обнаружения значения текущих балансовых запасов по каждой скважине определяется разность между начальными балансовыми запасами и накопленным отбором нефти по данной скважине. Значения текущих нефтенасыщенных толщин по каждой скважине определяются делением величины текущих балансовых запасов на площадь зоны дренирования скважины, начальную нефтенасыщенную толщину, среднюю по зоне дренирования пористость и среднюю начальную нефтенасыщенность. В результате выполняется построение карты текущих нефтенасыщенных толщин и карты текущих балансовых запасов нефти по зонам дренирования скважин, на которой выявляют зоны максимальной плотности остаточных запасов (фиг. 9). Такая карта (фиг. 9) получена в результате анализа результатов ПГИ и расчета соотношения объема добычи к объему закачки по ячейкам (скважинам). Текущие отборы / закачка были разделены по ячейкам с использованием этих соотношений.

Таким образом, в околоскважинном пространстве (условная скважина 4345) была выявлена перспективная зона концентрации остаточных запасов в зонах с непродуктивной добычей (красная зона).

Также возможен вариант применения изобретения, при котором первоначально проводят анализ по месторождению в целом. По месторождению выполнен анализ обводненности с помощью графика зависимости текущей обводненности от накопленной (фиг. 4) и текущей обводненности от водонасыщенности (фиг. 5). Один из графиков (фиг. 5) свидетельствует о наличии заколонных перетоков в скважинах блока: точки расположены выше (левее) предрассчитанной кривой 12 Баклея-Леверетта. При этом расположение точек на фиг. 4 не позволяет однозначно диагностировать ЗКЦ. По результатам суммарного анализа графиков фиг. 4 и фиг. 5 месторождение, на котором расположен фронт скважин, отмечается как подозрительный с точки зрения возможной непродуктивной добычи воды. На фиг. 4 и фиг. 5 - метрики для участка месторождения (пласта).

В другом случае могут проводить анализ текущей обводненности от накопленной обводненности, по результатам которого представлено распределение скважин - фиг. 6. На графике (фиг. 6) наблюдается рост текущей обводненности выше предрассчитанной кривой для площадной модели заводнения, что является признаком наличия ЗКЦ. Т.е. часть скважин расположены выше (левее) кривой 10. В отношении этих скважин предположительно можно сделать вывод о наличии ЗКЦ - подключения водонасыщенного пласта.

Дальнейший анализ выполняется по отдельным скважинам.

Анализ метрики по отдельным скважинам - анализ зависимости текущей обводненности от дебита жидкости описан выше.

Кроме того, проводят анализ водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени (фиг. 7). На графике (фиг. 7) наблюдается вертикализация кривой давления и его производной на поздних временах, что является признаком наличия ЗКЦ. Т.е. рост ВНФ и производной ВНФ в период последнего года эксплуатации скважины 4345.

По итогам анализа скважина 4345 по всем критериям является подозрительной на ЗКЦ. Выполненные на скважине промыслово-геофизические исследования выявили интенсивный переток воды снизу. Затем профиль добычи с учетом выявленной ЗКЦ был садаптирован в геолого-гидродинамической модели. По результатам адаптации распределение остаточных запасов нефти в пласте изменилось, таким образом уточнились расположения их сосредоточений.

За счет использования заявленного способа, системы и машиночитаемого носителя для реализации способа локализации остаточных запасов обеспечивается повышение точности определения локализованных запасов нефти на основании геолого-гидродинамической модели и ее адаптации с учетом дополнительных ПГИ и выявления заколонных перетоков в скважинах с использованием метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины.

Изобретение относится к способу локализации остаточных запасов и направлено на определение степени выработанности пластов нефтяных месторождений за счет выявления застойных, не охваченных процессами фильтрации, зон. Способ включает: определение фонда скважин, расположенных на одном участке месторождения. Формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих этот участок месторождения. На основании исходных геологических, топографических, геофизических данных формирование ячеистой геолого-гидродинамической модели (ГГДМ). Формирование массива данных по показателям эксплуатации фонда скважин, включающее по меньшей мере дебит жидкости и обводненность каждой скважины; на основании массива данных по показателям эксплуатации скважин построение метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины. На основании анализа метрики зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта. Проведение дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований для скважин с приобщением водонасыщенного пласта. Уточнение характеристик ячеек геолого-гидродинамической модели; построение уточнённой геолого-гидродинамической модели. Выявление в уточнённой геолого-гидродинамической модели перспективных зон концентрации остаточных запасов в зонах с непродуктивной добычей. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.

1. Способ локализации остаточных запасов, включающий:

- определение фонда скважин, расположенных на одном участке месторождения;

- формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих этот участок месторождения;

- на основании исходных геологических, топографических, геофизических данных формирование ячеистой геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) участка;

- формирование массива данных по показателям эксплуатации фонда скважин, включающий по меньшей мере дебит жидкости и обводненность каждой скважины;

- на основании массива данных по показателям эксплуатации скважин построение метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины;

- на основании анализа метрики зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта;

- проведение дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований для скважин с приобщением водонасыщенного пласта с определением профиля притока/приемистости и степени выработки пласта;

- уточнение характеристик ячеек геолого-гидродинамической модели участка, в которых расположены скважины с приобщением водонасыщенного пласта, по результатам дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований;

- построение уточнённой геолого-гидродинамической модели участка;

- выявление в уточнённой геолого-гидродинамической модели перспективных зон концентрации остаточных запасов в зонах с непродуктивной добычей.

2. Способ локализации остаточных запасов по п. 1, при котором обеспечивается формирование массива данных по показателям эксплуатации скважин, дополнительно включающий: забойное давление фонда скважин, приемистость и газовый фактор месторождения, на котором расположен фонд скважин;

при этом на основании дополнительного массива данных по показателям эксплуатации скважин осуществляют построение дополнительных метрик анализа обводненности по зависимостям:

- текущей обводненности от накопленной обводненности месторождения;

- текущей обводненности от расчетной водонасыщенности месторождения;

- водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени для каждой скважины фонда скважин;

причем на основании анализа всех метрик обеспечивается выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта.

3. Способ локализации остаточных запасов по п. 2, при котором на основании показателей месторождения производится анализ:

- по зависимости текущей обводненности от накопленной обводненности месторождения определяют ячейки ГГДМ со скважинами с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если фактические значения соотношения текущей обводненности к накопленной обводненности для скважин находятся выше предрассчитанной модельной кривой обводнения усредненной скважины фонда скважин при площадном заводнении;

- по зависимости текущей обводненности от расчетной водонасыщенности месторождения определяют ячейки ГГДМ со скважинами с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если фактические значения соотношения текущей обводненности к водонасыщенности для скважин находятся левее предрассчитанной кривой фракционного потока;

- по зависимости водонефтяного фактора (ВНФ) и его производной от логарифма времени определяют скважины с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если наблюдается вертикализация – рост кривой роста ВНФ и его производной в течение последнего года эксплуатации.

4. Способ локализации остаточных запасов по п.1, при котором по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявляют скважины с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если хотя бы один анализируемый период по скважине показывает зависимость с коэффициентом линейной аппроксимации R²> 0,2.

5. Способ локализации остаточных запасов по п.1, при котором участок месторождения включает от 20 до 60 скважин, при этом каждая ячейка ГГДМ включает по меньшей мере одну скважину, а деление проводится вдоль нагнетательных рядов.

6. Способ локализации остаточных запасов по п. 4, при котором анализируемый период по скважине составляет от 3 до 8 месяцев, причем в этот период не проводились ГРП.

7. Система локализации остаточных запасов, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа локализации остаточных запасов по любому из пп. 1-6.

8. Машиночитаемый носитель, содержащий машиночитаемые инструкции способа локализации остаточных запасов по любому из пп. 1-6, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.